国外长输管道工艺设计标准的先进性

杜 娟 李 炼 贾战营 朱兴艳 张彦明

〔1中国石油管道科技研究中心 河北廊坊 065000；2中国石油西气东输管道公司长沙管理处 湖南长沙 410000；3中国石油西南管道天水输油气分公司 甘肃天水 741002；4中国石油华北油田分公司第四采油厂 河北廊坊 065000〕

国外长输管道工艺设计标准的先进性

杜 娟1李 炼2贾战营3朱兴艳3张彦明4

〔1中国石油管道科技研究中心 河北廊坊 065000；2中国石油西气东输管道公司长沙管理处 湖南长沙 410000；3中国石油西南管道天水输油气分公司 甘肃天水 741002；4中国石油华北油田分公司第四采油厂 河北廊坊 065000〕

分别介绍了美国、加拿大、俄罗斯和澳大利亚等国石油长输管道相关标准中截断阀室的间距与选址原则、泄压阀的设定值、原油管道输油温度、顺序输送油品的排序原则、输油站的压力保护原则、输油站紧急停输原则以及输油泵房通风系统的设计等先进内容，与我国相关标准进行了对比，指出了存在的差异和可以借鉴之处，提出了改进我国相关标准的建议。

石油 长输管道 标准 介绍 改进 建议

近年来，我国油气管道行业实现跨越式发展。截止2015年，长输油气管道已达15万km。借鉴国外管道设计标准的先进理念，对提高我国管道设计水平和保障管道运行安全具有重要意义，如通过开展俄罗斯高寒冻土区管道压力试验标准研究，保障了中俄原油管道顺利投产[1]。美国、加拿大、俄罗斯和澳大利亚等管道行业发达国家制定了管道系统从设计、施工、试压、投产、运行、维护、寿命评估直至废弃的综合性标准，如美国标准ASME B31.8-2014《输气和配气管道系统》、加拿大标准CSA Z662-2011《油气管线系统》、俄罗斯标准РД 153-39.4-056-2000《干线输油管道运行技术规程》和澳大利亚标准AS 2885.3-2012《气体与液体石油管道-第3部分：运行和维护》。这类标准具有较强的通用性、权威性和技术先进性，代表了国际管道行业技术进步和发展趋势[2-3]。本文以管道工艺设计为例，研究了上述国外标准的先进条款内容和技术指标及与国内相关标准的重要差异，结合我国管道工程实践，提出了对我国管道设计标准的改进建议。

1 截断阀室的设计

1.1 截断阀室间距

针对截断阀室间距，国家标准GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》规定位于一级、二级、三级和四级地区的管道分别不大于32 km、24 km、16 km和8 km；国家标准GB 50253—2006《输油管道工程设计规范》规定输油管道截断阀间距不应超过32 km。

美国标准规定的截断阀室间距与国内标准一致。ASME B31.4-2012《液态烃和其他液体管道输送系统》规定在山区、穿越河流、穿越人口密集区等特殊情况下，输油管道截断阀室间距允许适当调整；加拿大标准CSA Z662针对原油管道的截断阀的间距不进行要求，天然气管道的截断阀室间距允许在规定范围内进行25 %的距离调整。

国外标准关于截断阀室间距的调整具有灵活性，具有借鉴意义。

1.2 截断阀室选址原则

截断阀室的选址原则，国内标准是设置在不受地质灾害及洪水影响、交通便利，以及便于接近和检修操作的位置，还应考虑与架空电力线、通信线的距离应大于 1.5倍杆高，与民房的距离不应小于30 m等安全距离要求。例如国家标准GB 50253规定在穿跨越大型河流、湖泊、水库和人口密集地区的管道两端或根据地形条件认为需要，均应设置线路截断阀。

美国管道行业截断阀室的选址原则是，为了使截断阀室之间管道破裂后造成的损失最小，即污染的修护成本、罚款以及与管道泄漏相关的诉讼费用最小。例如ASME B31.8规定截断阀设计应考虑的因素是维修和维护时气体的放空量、泄漏或断裂时气体的泄漏量和对隔离管段气体的排放时间、环境敏感区气体的排放及供气连续性的影响与管道附近区域未来的发展。雪佛龙公司在位于美国加利福尼亚州康特拉科斯达县(Contra Costa)的原油管道项目中，于管道穿越人口密集区、在一段长度约为30英里(约48 km)的管线上，共设计了5个远程控制阀室和7个手动阀室。

美国管道行业截断阀室的选址原则重视管道失效后果和危害性对社会公众环境的影响，设计理念更为合理，具有借鉴意义。

2 泄压阀的设定值

国外标准ASME B31.8和CSA Z662规定管道系统中任何一点的运行压力不超过管道最大允许操作压力(Maximum Allowable Operation Pressure，MAOP)的1.1倍。国家标准GB 50251规定输气站和输气管道低点等可能存在超压的位置应设计泄压阀，泄压阀设定值P0应根据MAOP具体值范围区间确定：

(1)P0=MAOP+0.18，MAOP≤1.8MPa；

(2)P0=1.1MAOP，1.8MPa≤MAOP≤7.5MPa；

(3)P0=1.05MAOP，MAOP>7.5MPa

由此可见，对于油气站场处于低压范围的工艺管道，以及中压范围的长输管道，国内外标准关于泄压阀设定值基本一致；对于大口径、高压力的长输管道，国内标准的设定值偏于保守，降低了管道运行压力调节的允许范围，实际上长输管道已广泛应用高强度水压试验，试压强度接近管道标准屈服强度，远高于1.1倍MAOP。从方便管道运行管理角度，建议国内标准适当提高泄压阀设定值为1.1倍MAOP。

3 原油管道的输送温度

输送温度是影响含蜡原油管道能耗的主要因素，考虑管道停输后低温启动的安全性，含蜡原油管道输送温度不宜过低[4]，例如国内标准SY/T 5536—2014《原油管道运行规程》规定原油管道最低进站温度应以安全、经济为原则，高于原油凝点3℃为宜。国内管道企业一般按照冬季、夏季、春秋季平均地温数据制定输送计划和确定进出站温度。以冬季为例，土壤地温数据相对大气环境温度存在滞后效应。我国北方地区2月气温最低，但土壤温度3月份最低，因此按照季节确定管道输送温度存在偏差。俄罗斯标РД 153-39.4-056-2000规定根据原油性能和环境温度数据，制定每月最佳输送温度。相对而言，俄罗斯标准的规定更为合理， 有助于降低管道能耗和实现管道优化运行。

4 管道顺序输送油品的排序原则

国外成品油管道不仅实现了化工产品和成品油的顺序输送，还实现了原油和成品油以及成品油和液化石油气、重质油品的顺序输送。例如美国科洛尼尔管道有10个供油点和281个出油点，输送汽油、柴油和航空燃料油等118种油品[5]。目前国内成品油管道只能实现若干种类的油品顺序输送，例如90号、93号和97号汽油，0℃、-10℃和-20℃柴油，柴油安排在不同型号汽油中间输送，不存在不同类型柴油排序，汽油排序也比较简单。行业标准SY/T 6695—2007《成品油管道运行规范》规定批次顺序应考虑相邻油品的兼容性，以保障油品质量为原则，宜选择密度和理化性质相近的油品相邻输送。

俄罗斯标准РД 153-39.4-056-2000规定在顺序输送不同型号汽油时，相邻油品应辛烷值偏差最小。顺序输送不同型号柴油时，相邻油品应闪点偏差最小；若闪点偏差相同，相邻油品应硫含量偏差最小。俄罗斯标准具有借鉴意义，建议国内标准完善管道顺序输送油品的排序原则。

5 输油站压力保护的原则

输油站压力控制参数和超压保护措施是管道工艺设计的核心技术，保证管道运行压力处于允许范围内是提高管道系统可靠性的前提。国内标准SY/T 5536—2014《原油管道运行规范》规定输油站压力保护参数包括最低/最高进站压力、进站压力报警值、最低/最高出站压力、出站压力报警值、安全阀泄压设定值、泄压罐高/低报警值等。中石油企业标准Q/SY 28—2012《原油管道密闭输油工艺操作规程》规定管道进站压力低于最低允许进站压力或出站压力高于最高允许出站压力时，调节出站压力调节阀开度或者对变频调速电机进行压力调节，如进站压力或出站压力继续降低或者升高，再依次采取停运本站输油泵、停运全线输油泵、泄压罐泄压等保护措施。

俄罗斯标准РД 153-39.4-056-2000规定输油站保护参数包括最低/最高进站压力、进站压力报警值、压力调节阀的进站压力调节值、压力调节阀的出站压力调节值、压力调节阀最大差压、泄压罐最高液位/报警液位等。

针对输油站压力保护控制参数，中俄标准基本一致。中俄标准差异在于，国内标准将压力调节阀作为压力变化或异常工况时的应对措施，不属于超压保护范围，管道超压保护倾向于采用停运输油泵、泄压罐泄压等紧急措施。俄罗斯标准将压力调节系统的压力调节值作为控制参数，尽可能利用压力调节系统保证管道压力处于正常范围，不倾向于采用停运输油泵、泄压罐泄压等紧急措施，这反映了中俄原油管道设计理念的差异，即俄罗斯原油管道主要敷设在高寒冻土区和人口稀少地区，原油性质好，管道运行压力变化小；我国管道多数送高凝高粘原油，管道运行压力变化大，加之社会经济发展快，管道多穿越人口密集区，管道泄漏爆炸风险大，管道运行控制安全余量小。简言之，俄罗斯原油管道侧重于压力控制，我国原油管道侧重于超压保护。

6 输油站紧急停输原则

中石油企业标准Q/SY 28—2012《原油管道密闭输油工艺操作规程》规定如发生下列紧急工况，管道调度中心应采取紧急停输措施：①水击超前保护系统故障；②管道干线或站场发生地震、洪水、泥石流等自然地质灾害时间；③管道干线或站场发生原油泄漏事故；④管道干线或站场发生危及公众、操作人员、设备或环境等的安全事故。

俄罗斯标准РД 153-39.4-056-2000规定在下列条件或参数下，应启动应急保护装置，使输油站停止运行：①输油站进站压力、泵机组汇管最低压力或者给油泵最低压力超限；②管道干线压力或出站压力(压力调节阀之后)最高压力超限，或者压力调节阀故障；③原油泄压罐中达到紧急液位；④站场有害气体污染程度超过允许值。

关于输油站紧急停输原则，国内标准针对紧急工况采取管道紧急停输，如自然灾害、原油泄漏和人员伤亡安全事故等，针对管道压力变化等异常工况认为属于可控制范围，其他异常工况包括通信系统故障、压力调节阀故障和SCADA系统故障等，首先维持管道运行状态不变，若5min内不能恢复，再采取降低输量、停运输油泵等措施。俄罗斯标准侧重于管道运行参数控制，如发生压力保护值超标则执行管道紧急停输，如压力调节阀故障、泄压罐故障均视为紧急工况，而国内标准则视为异常工况。对于管道紧急停输的条件，俄罗斯标准更为严格，这与俄罗斯输油站压力保护原则相对应，即主要通过压力调节系统控制管道运行压力处于正常范围内，如压力调节系统故障即执行紧急停输准则，可能会增加相应管道启停的次数，但保证了管道运行压力的稳定性。

7 输油泵房通风系统的设计

输油泵房是输油站最重要的生产设施，安全性至关重要。其通风系统设计主要参照建筑行业标准和化工行业标准，标准条款多为推荐性指标，标准适用性有待提高[6]，例如国内标准GB 50253规定输油站通风设计应符合GB 50019—2003《采暖通风与空气调节设计规范》和SH/T 3004—2011《石油化工采暖通风与空气调节设计规定》，输油泵房宜设置机械通风设施，通风换气次数宜为10次/h。

俄罗斯标准РД 153-39.4-056-2000规定输油泵房易燃气体浓度超过最低爆炸下限10 %，自动通风系统启动，同时发出灯光和声音报警信号；可燃气体浓度超过爆炸下限20 %时启动紧急通风装置；易燃气体浓度超过爆炸下限30 %时切断泵机组。输油泵房日常通风方式为上部1/3区域的自然通风和下部2/3区域的机械通风，机械通风设施定期运行(8次/h)。

对于通风系统运行频率，中俄标准基本一致。我国输油泵房一般设置油气检测探头，与轴流风机联锁，油气浓度达到一定程度，风机自动启动。俄罗斯标准规定通风系统与易燃气体浓度、切断泵机组的逻辑控制关系，顺序依次采用自动通风、紧急通风和停运输油泵的措施，具有借鉴意义。

8 建议

(1)有关截断阀室设计，建议借鉴美国标准关于截断阀室间距调整和截断阀室基于管道失效后果和危害性的选址原则。(2)从方便管道运行管理角度，建议国内标准适当提高泄压阀设定值为1.1倍MAOP。(3)借鉴俄罗斯标准，根据原油性能和环境温度数据，制定原油管道每月最佳输送温度，降低管道能耗和实现管道优化运行。(4)借鉴俄罗斯标准关于多种油品顺序输送的排序原则。(5)我国和俄罗斯标准关于输油站压力保护原则和输油站紧急停输原则略有差异，随着中俄原油管道的建设运行，以及进口轻质原油的不断增加，建议对输送轻质原油管道研究基于管道运行压力控制和紧急停输原则的适用性。(6)借鉴俄罗斯标准关于通风系统与易燃气体浓度、切断泵机组的逻辑控制关系，顺序依次采用自动通风、紧急通风和停运输油泵的措施。

[1] 马伟平，李云杰，邢进超. 中俄管道试压标准差异分析[J]. 油气储运，2011，30(10)：785-789.

[2] 王强，明廷宏，蔡亮. 美国石油学会油气管道标准研究[J]. 石油工业技术监督，2013，29(3)：24-29.

[3] 王力，韩晓玲，李彬. 澳大利亚管道运行管理标准AS 2885.3-2012剖析[J]. 天然气与石油，2014，32(2)：19-22.

[4] 刘扬，李玉春，成庆林. 含蜡原油管道低输量安全运行方案优化研究[J]. 管道技术与设备，2012，(5)：1-3，37.

[5] 于达，谢萍，黄忠胜．对我国成品油管道建设的几点思考[J]. 油气储运，2014，33(1)：1-4．

[6] 涂庆，贾光义，李道强. 油库泵房自然通风研究[J]. 石油库与加油站，2007，16(3)：30-32.

2016-11-24。

杜娟，女，工程师，山东鄄城人，1980年生，2004年毕业于天津商业大学国际经济与贸易专业，现主要从事科技期刊的编辑出版工作。